Система измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной насосной станции (ДНС) "Макарихинская" Средне-Макарихинского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 74931-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения (далее по тексту - система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров сырой нефти, сдаваемой ООО «РН-Северная нефть» в межпромысловый нефтепровод «ДНС Макариха-ПК 102».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74931-19 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной насосной станции (ДНС) "Макарихинская" Средне-Макарихинского месторождения |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 12-16 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 74931-19: Описание типа СИ | Скачать | 511.1 КБ | |
| 74931-19: Методика поверки | Скачать | 2.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения (далее по тексту - система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров сырой нефти, сдаваемой ООО «РН-Северная нефть» в межпромысловый нефтепровод «ДНС Макариха-ПК 102».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока контроля параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы сбора и обработки информации.
Система состоит из двух (одной рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, плотности сырой нефти, объемного расхода в блоке контроля параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:
- расходомеры массовые Promass 83F (далее по тексту - РМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту -Госреестр) № 15201-11;
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (далее по тексту- ВП) модификации ВСН-2-50-60-01, Госреестр № 24604-12;
- датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-13;
- преобразователи температуры Метран-280 модели ТСПУ Метран-286, Госреестр № 23410-13;
- преобразователь плотности и расхода CDM модели CDMIOOP, Госреестр № 63515-16;
- счетчик нефти турбинный МИГ, Госреестр № 26776-08.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09;
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;
- термометры электронные ЕхТ-01, Госреестр № 44307-10.
Программное обеспечение
Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллерах измерительно-вычислительных OMNI 6000 (основном и резервном), сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI-6000 (основной) |
ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI-6000 (резервный) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
24.75.10 |
24.75.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
64E0 |
64E0 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода рабочей среды, м3/ч (т/ч) |
от 33 (30) до 98 (90) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % - при измерении массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти от 10 до 20 % - при измерении массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти от 20 до 46 % (при массовой доле воды не более 50 %) |
±1,5 ±2,1 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 |
от 875 до 920 |
|
Плотность пластовой воды при +20 °С, кг/м3 |
1165 |
|
Диапазон массовой (объемной) доли воды в сырой нефти, % |
от 13 (10) до 50 (42,6) |
|
Диапазон температуры сырой нефти, °С |
+30 до +70 |
|
Кинематическая вязкость нефти, мм2/с (сСт) - при +50 °С - при +20 °С |
20 170 |
|
Давление измеряемой среды, МПа - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое |
3,0 0,5 6,3 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
1000 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Содержание свободного газа, % |
отсутствует |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
12,88 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от -60 до +40 до 100 100±5 |
|
Средний срок службы, год, не менее |
20 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения |
заводской № 12-16 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
СИКНС 12-16.00 РЭ |
1 |
|
Паспорт |
СИКНС 12-16.00 ПС |
1 |
|
Методика поверки |
МП 0866-9-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0866-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 11.07.2018 г.
Основные средства поверки:
- эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1 % в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверитель-ного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения» (свидетельство об аттестации методики измерений № 2702/1-38-311459-2017 от 27.02.2017).
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
Смотрите также
